Les prix intérieurs du gaz naturel destiné à la production d'électricité en Corée du Sud ont bondi de près de 40 % au cours de l'année écoulée, faisant fortement grimper le coût de production de l'électricité. Le marché électrique sud-coréen est structuré de sorte que les centrales au GNL (gaz naturel liquéfié), dont les coûts de production sont les plus élevés, déterminent le System Marginal Price (SMP) global. La hausse des prix du gaz se traduit donc directement par une augmentation des coûts d'achat d'électricité et une pression croissante pour relever les tarifs d'électricité.

Cette exposition est structurelle : la Corée du Sud dépend des importations pour la quasi-totalité de son gaz naturel, acheminé intégralement sous forme de GNL, si bien que les prix intérieurs suivent de près les références internationales au comptant. L'épicentre de cette instabilité réside dans le stockage de GNL par l'Europe à l'approche de l'hiver. Comme les hausses de prix internationales frappent le marché intérieur avec un « choc décalé » de 2 à 3 mois qui ne s'est pas encore pleinement matérialisé, les appels à des réponses préventives se multiplient.

Les prix du gaz pour la production d'électricité bondissent de 39 %

Selon la Korea Gas Corporation le 30 du mois, le prix du gaz naturel de septembre fourni par la société aux producteurs d'électricité s'élevait à 24 806,69 wons sud-coréens par GJ (gigajoule), soit une hausse de 38,7 % par rapport au même mois de l'année précédente. Par rapport à août dernier (22 726,9 wons), il a progressé de 9,2 % en un seul mois. Cette augmentation découle d'une hausse de 45,8 % sur un an des coûts des matières premières.

La flambée des prix du gaz a entraîné une hausse des coûts de production d'électricité. Le SMP — le prix auquel la Korea Electric Power Corporation achète l'électricité aux producteurs — est passé de 103,54 wons par kWh (kilowattheure) en janvier à 133,79 wons en juillet, avant de bondir à 148,91 wons en août (moyenne des jours 1 à 28), soit une hausse de 44 % depuis le début de l'année. Un SMP plus élevé creuse l'écart entre les coûts d'achat de KEPCO et les tarifs réglementés de détail facturés aux consommateurs, une dynamique qui a pesé sur les finances de l'opérateur ces dernières années et accentue la pression sur le gouvernement pour ajuster les tarifs d'électricité.

La crise d'approvisionnement européenne fait grimper les prix intérieurs

Le facteur qui pousse à la hausse les prix intérieurs du gaz est une crise d'approvisionnement originaire d'Europe. Selon Investing.com, le JKM, indicateur des prix spot du GNL en Asie du Nord-Est, s'établissait à 23,18 dollars par MMBtu (unité thermique) le 28, soit plus du double de son niveau d'avant la guerre au Moyen-Orient (10,73 dollars le 27 février). Alors que la demande en Asie du Nord-Est reste stable, la course européenne pour sécuriser les approvisionnements fait monter les prix en Asie.

Le taux de remplissage des stockages de gaz de l'UE s'élevait à 64,4 % au 28 août. Sachant que ce taux tourne habituellement autour de 80 % à cette période de l'année, il s'agit effectivement du niveau le plus bas jamais enregistré. En raison de la guerre au Moyen-Orient en début d'année, l'offre de GNL a diminué et les prix internationaux ont flambé, poussant l'Europe à retarder son stockage estival. À l'approche de l'hiver, la demande urgente de l'Europe a intensifié la compétition entre l'Asie et l'Europe pour les cargaisons de GNL. Contrairement au gaz transporté par pipeline, le GNL est acheminé par navire et peut changer de destination selon les prix : l'Europe et l'Asie se disputent en réalité le même « GNL mobile ».

Kim Tae-sik, chercheur au Korea Energy Economics Institute, a déclaré : « Si l'Europe achète massivement du GNL pour reconstituer ses stocks, l'Asie n'a d'autre choix que d'augmenter ses prix », ajoutant : « La récente flambée du JKM s'explique par la concurrence européenne pour sécuriser les approvisionnements. »

Le stockage européen stimule les prix asiatiques — une réponse préventive s'impose

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE), avant la guerre entre les États-Unis et l'Iran, le GNL transitant par le détroit d'Ormuz représentait environ 20 % du commerce mondial de GNL. De mars à juin, les expéditions de GNL du Qatar et des Émirats arabes unis ont diminué de 35 milliards de mètres cubes par rapport à la même période de l'année précédente. Bien que l'augmentation de la production en Amérique du Nord et en Afrique ait compensé une grande partie de cette baisse, la production mondiale de GNL a reculé d'environ 4 % sur un an. Alors que le « gâteau » mondial du GNL s'est lui-même rétréci, l'Europe et l'Asie se livrent concurrence pour sécuriser des cargaisons alternatives.

Les experts prévoient que les prix internationaux, dopés par le stockage de GNL de l'Europe, impacteront le marché électrique intérieur cet automne et cet hiver avec un décalage temporel. La progression du remplissage des stockages européens au fil de l'automne — l'UE visant généralement à remplir ses stockages avant la saison de chauffe — et l'atténuation éventuelle des perturbations d'approvisionnement au Moyen-Orient seront les variables clés du marché hivernal du GNL. Cho Hong-jong, professeur à l'université Dankook, a déclaré : « Des mesures préventives doivent être préparées d'urgence afin de garantir la stabilité de l'approvisionnement, en répartissant de manière appropriée les contrats de long terme et les achats au comptant, en diversifiant les sources d'importation et en minimisant l'impact de la hausse des coûts du carburant sur le marché de l'électricité et les tarifs. »

Source : The ChosunBiz, via Hellenic Shipping News